延川南区块煤层气田排采井精细化排采研究

延川南区块煤层气井高产水成因分析及排采对策李清;赵兴龙;谢先平;许祖伟【摘要】为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法.结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能.高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度.该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2013(041)006【总页数】5页(P95-99)【关键词】煤层气;高产水;形成原理;产能影响;排采方法;延川南区块【作者】李清;赵兴龙;谢先平;许祖伟【作者单位】中国石化华东石油局非常规资源勘探开发指挥部,江苏南京210000;中国石化华东石油局非常规资源勘探开发指挥部,江苏南京210000;中国石化华东石油局非常规资源勘探开发指挥部,江苏南京210000;中国石化华东石油局非常规资源勘探开发指挥部,江苏南京210000【正文语种】中文【中图分类】TE375在煤层气开发过程中，经常会出现产水量过大的煤层气井，其产能普遍较低，对煤层气的开发影响很大。

对于煤层气井高产水的原因、产能的影响机理，以及后期如何排采使其产能最大化，是煤层气开发过程中需要解决的问题。

目前，国内外对于这方面的研究较少。

一般认为，井筒周围煤储层中存在张性断层或陷落柱沟通含水层、煤储层顶底板为透水性岩层，会造成煤层气井产水量过大。

叶建平[1］将地下水系统的思想引进到煤层气田中来，提出封闭型、半封闭型和开放型等3种煤层气田气水两相流系统，认为开放型往往会造成煤层气田开发过程中产水量较大。

延川南地区煤层气储层地质特征研究
禹圣彪;陈磊;范小俊
【期刊名称】《吉林地质》
【年(卷),期】2013(032)002
【摘要】鄂尔多斯盆地煤层气含量丰富,是我国煤层气勘探开发的重要区块.为搞清该区煤层气的富集规律,通过现场解吸等手段研究了该区煤层气地质特征;通过分析不同煤层气井的含气量、煤岩特征、煤层特征,煤的孔隙特征及渗透性特征,认为本区具有煤层气勘探和开发潜力的煤层2号煤层及10号煤层.并根据其中一口井所获得工业气流的实际情况得出,延川南区块具有良好的煤层气勘探和开发的潜力.【总页数】4页(P70-73)
【作者】禹圣彪;陈磊;范小俊
【作者单位】中石化东北油气公司松南采气厂,吉林松原138000;中石化华东分公司石油勘探开发研究院非常规油气资源实验中心,江苏扬州225007;中石化华东分公司石油勘探开发研究院非常规油气资源实验中心,江苏扬州225007
【正文语种】中文
【中图分类】P618.11
【相关文献】
1.延川南地区煤储层孔裂隙特征研究 [J], 陈贞龙;王运海;王宁;郝春明
2.川南地区下古生界页岩气储层矿物组成与脆性特征研究 [J], 赵佩;李贤庆;孙杰;赖守宁;付铜洋;苏桂萍;田兴旺
3.鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9和延10油层组储层特征研究 [J], 张博[1];陈章顺[1];丁强[1];李龙龙[1];贾银花[1];李娜[1];何汶锶[1];王冬冬[2]
4.鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9和延10油层组储层特征研究 [J], 张博[1];陈章顺[1];丁强[1];李龙龙[1];贾银花[1];李娜[1];何汶锶[1];王冬冬[2]
5.晋中区块深层煤层气藏储层地质特征研究 [J], 常辉
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第45卷第5期2017年10月煤田地质与勘探COAL GEOLOGY & EXPLORATIONVol. 45 No.5Oct. 2017文章编号：1001-1986(2017)05-0048-06延川南区块深层煤层气井产能主控因素付玉通马健强2,李永臣2,许祖伟4(1.中国矿业大学资源与地球科学院，江苏徐州221116; 2.中石油煤层气有限责任公司，北京100028; 3.中石油煤层气有限责任公司，山西太原030000; 4.中石化华东油气分公司 非常规资源勘探开发指挥部，江苏南京210000)摘要：深层煤层气井产能高低及影响因素认识不清，制约了其商业化开发进程。

对延川南万宝山 构造带煤层气生产特征及产能情况进行了总结，从煤层气资源条件、煤层气解吸难易程度和渗流 条件3个方面对产能影响因素进行了研究。

结果表明，渗透率与含气量是影响产能的主要因素：渗透率大于0.3x l〇_3nm2和含气量高于15m3/t是稳定产气量大于1 000m3/d的前提条件。

含气量 主要受埋深和水动力条件影响，埋深越大，水动力条件越弱，含气量越高；渗透率主要受地应力、形变和裂缝发育情况控制，低地应力区和局部构造高点附近渗透率较高。

根据渗透率与含气量将 构造带划分为高渗高含气、高渗低含气、低渗高含气、低渗低含气4个区。

其中，高渗高含气区 产液量中等，产气能力高；高渗低含气区以异常高产液、低产气井为主；其他两区产液量和产气 能力较低。

关键词：深层煤层气；产能影响因素；渗透率；含气量中图分类号：P618.13 文献标识码：A DOI: 10.3969/j.issn.l001-1986.2017.05.009 Research on key factors of CBM well productivity in deep strata inblock of south YanchuanFU Yutong1,3,MA Jianqiang2,LI Yongchen2,XU Zuwei4(1. School o f M ineral Resource and Geoscience^ China University o f M ining and Technology, Xuzhou 221116, China;2. Petrochina Coalbed Methane Company Limited, Beijing 100028, China;3. Petrochina Coalbed Methane Company Limited, Taiyuan 030000, China"4. Unconventional Resources Exploration and Development Headquarter, East ChinaCompany, SINOPEC, Nanjing 210000, China)Abstract: Unclear understanding on the factors influencing the productivity o f deep buried CBM w ells has re­stricted the commercial exploration. Firstly, the paper summarized the style and capacity o f CBM production, then analyzed the factors influencing productivity from resource, difficulty o f desorption and fluid condition. The results show that permeability and gas content are the major influence factors o f productivity. The constant gas rate o f flow is above 1000 m3/d when the permeability is more than 0.3 xlO"3\im2 and the gas content is more than 15 m3/t. Gas content is mainly influenced by depth and hydrodynamic condition，w hile permeability is mainly controlled by crustal stress, deformation and crack condition. Based on permeability and gas content, the block was divided into four parts and the productivity o f each part was evaluated. The correlation between the productivity and fracturing operation parameters are poor, which revealed that the effect o f different fracturing operation was basically the same in current technological level.Keywords: CBM in deep strata; factors influencing the productivity; permeability; gas content煤层气是一种重要的非常规天然气，关注度越来 越高。

油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT2021年第11卷第3期鄂尔多斯盆地东缘延川南区块煤层气井排水采气新工艺蒋永平，杨松（中国石化临汾煤层气分公司，山西临汾041000）摘要：深部煤层气作为典型的低压、低渗、低含水非常规气藏，需通过有效支撑压裂改造才能取得良好的开发效果，气井在全生命周期内产液量差异较大。

基于延川南煤层气勘探开发区块不同井型煤层气采收的效果比较，认为L型水平井建井成本和3口定向井成本相近，但是产量更高，后期运行维护成本更低，更适合山区地带煤层气的开发。

对比不同举升工艺特性，优选抽油机、强制闭合弹簧式斜井泵组合，实现了L型水平井全生命周期内排水采气工作。

在产液量低的气井中，采用捞水采气工艺在小井斜，受积液、煤粉影响大的气井中取得良好增产效果，原有机采设备实现资产高效利用，节约外购材料费用，降低能耗指标，对气田下步低产液井排水采气工作具有借鉴意义。

关键词：煤层气；全生命周期；排水采气；水平井；捞水中图分类号：TE377文献标识码：ANew technology of dewatering gas recovery for CBM wells in southern Yanchuan Block,eastern margin of Ordos BasinJIANG Yongping,YANG Song（Sinopec Linfen Coalbed Methane Branch,Linfen,Shanxi041000,China）Abstract:As a typical unconventional gas reservoir with low pressure,permeability and water cut,deep coalbed methane needs effective support fracturing to achieve good development effects,leading to large difference of liquid production in the whole life cycle of gas wells.Based on the comparison of coalbed methane recovery effect of different well types in Yanchuan South coalbed methane exploration and development block,it is considered that although the L-shaped horizontal well has the construction cost similar to that of three directional wells,but its production is higher and post-operation and maintenance cost is lower.It is more suitable for coalbed methane development in mountainous areas.By comparing the characteristics of different lifting processes,the combination of pumping unit and forced closed spring inclined well pump is optimized,and the drainage and gas recovery in the whole life cycle of L-shaped horizontal well is realized.In the gas wells with low liquid production,the technology of water drainage gas recovery has achieved good stimulation effects in the gas wells with small deviation,and high influence of liquid accumulation and pulverized coal.The existing mechanical production equipments can realize the efficient utilization of assets, save the cost of purchased materials,reduce the energy consumption index,and provide referential significance for the further drainage gas production in low liquid production wells.Key words:coalbed methane,life cycle,dewatering gas recovery,horizontal well,drainage煤层气、页岩气等非常规油气是当前能源工业增储上产、保障供应的一个新领域[1-2]。

油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT2023年第13卷第4期新型排采泵在延川南深层煤层气井的改进及应用吴壮坤，张宏录，池宇璇，印中华，张壮（中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210019）摘要：针对延川南煤层气田因地层出煤粉导致机抽井频繁躺井作业的问题，开展了延川南煤层气井新型排采泵的改进及应用研究。

新型排采泵游动凡尔设计为强制拉杆半球式密封，柱塞总成采用中空设计，泵径ϕ38mm ，冲程3.0m ，冲次1～3次/min ，排量4.8～14.6m 3/d 。

新型排采泵与空心杆、油管配合使用，从而形成了生产和洗井双通道一体化管柱。

既能满足正常的排水采气生产，又能实现洗井排煤粉的需求，而且洗井时洗井液不进入地层，避免了洗井液对地层的污染，实现了不起管柱作业并将煤粉从井中排出，解决了煤层气田排采井煤粉或砂粒沉积导致的固定阀失效和卡泵的问题。

2022年，新型排采泵在延川南煤层气田开展了2口井现场应用，实施后没有发生固定阀失效和煤粉卡泵，措施井平均检泵周期延长285d 。

现场试验表明：新型排采泵具有正常排水采气和通过洗井将煤粉从泵中排出双重功能，为延川南煤层气田防煤粉工艺提供了一种新的技术支持。

关键词：煤层气；排水采气；煤粉卡泵；新型排采泵；检泵周期中图分类号：TE37文献标识码：AImprovement and application of a novel drainage pump of deep coalbed methane wellsin south YanchuanWU Zhuangkun,ZHANG Honglu,CHI Yuxuan,YIN Zhonghua,ZHANG Zhuang（Engineering Design &Research Institute,Sinopec East China Oil and Gas Company,Nanjing,Jiangsu 210019,China ）Abstract:In order to solve the problem of frequent well laying in the coalbed methane field in south Yanchuan due to sandproduction （pulverized coal ）,a novel drainage pump in south Yanchuan coalbed methane well has been developed.The novel drainage pump is designed as a forced pull rod hemisphere-type seal,and the plunger assembly adopts a hollow design.The pump diameter is ϕ38mm,the stroke is three meters,the stroke time ranges from one to three times per minute,and the displacement is 4.8~14.6m 3/d.The novel drainage pump is used together with hollow rod and tubing,forming a dual-channel integrated pipe string for production and cleaning.It can not only meet the normal drainage gas production,but also facilitates well flushing and discharging pulverized coal.In addition,the flushing fluid does not enter the stratum during well flushing,avoiding the pollution of the flushing fluid to the stratum and preventing the failure of the fixed valve and the pump from being stuck caused by thedeposition of pulverized coal or sand in the coalbed methane field drainage well.In 2022,the novel drainage pump was applied in two wells in the south Yanchuan coalbed methane field,and since then,no fixed valve failure or pulverized coal card pump has occurred.As a result the average pump inspection period of measure wells has been extended by 285days.Field tests demonstrate that the novel drainage pump has the dual functions of normal gas drainage and coal powder discharge through well flushing,providing a new technical support for improving the overall development level of coalbed methane field in south Yanchuan.Keywords:coalbed methane;drainage gas production;pulverized coal stuck pump;novel drainage pump;pump inspection cycle引用格式:吴壮坤,张宏录,池宇璇,等.新型排采泵在延川南深层煤层气井的改进及应用[J].油气藏评价与开发,2023,13（4）:416-423.WU Zhuangkun,ZHANG Honglu,CHI Yuxuan,et al.Improvement and application of a novel drainage pump of deep coalbed methane wells in south Yanchuan[J].Petroleum Reservoir Evaluation and Development,2023,13（4）:416-423.DOI:10.13809/32-1825/te.2023.04.002收稿日期：2023-01-30。

螺杆泵在延川南煤层气开采中的应用摘要：近几年，随着煤层气开采越来越受到人们的重视，因此煤层气的排采提液就成了人们很关注的问题；本文将对在南川南煤层气区块进行螺杆泵排采工艺的应用及存在的问题进行分析，对造成检泵周期短的问题提出了一些改进措施。

关键词：延川南煤层气螺杆泵应用及问题从2008年起，中石化华东石油局开始探索新能源领域，进入河东煤田南部区块（延川南区块）开展以煤层气为主的非常规油气勘探开发。

河东煤田南部区块（延川南区块）煤层总厚度达16m，含气量11-23.4m?/t，含气饱和度76.5-90.8%，具有高压、高渗、高含气量、高饱和度等特征，是煤层气开发的理想区域。

结合该区域煤层储层特性在开采过程中广泛应用了螺杆泵排采工艺。

一、螺杆泵组成及工作原理：由四部分组成（如图1-1）。

电控部分：包括电控箱和电缆；地面驱动部分：包括减速箱和驱动电机、井口动密封、支撑架、方卡等；井下泵部分：包括螺杆泵定子和转子；配套工具部分：包括专用井口、特殊光杆、抽油杆扶正器、油管扶正器、抽油杆防倒转装置、油管防脱装置、防抽空装置、筛管等。

螺杆泵的转子、定子副是利用摆线的多等效动点效应，在空间形成封闭腔室，并当转子和定子作相对转动时，封闭腔室能作轴向移动，使其中的液体从一端移向另一端，实现机械能和液体能的相互转化，从而实现举升作用。

二、螺杆泵应用及存在的问题螺杆泵在该区域的应用过程中出现了一些问题，该区域内目前应用螺杆泵排采工艺的煤层气井共14口，仅仅9个月就累计修井次数高达26井次，平均每口井每年修井次数超过两次以上。

主要修井原因详见表2-1。

综合分析泵堵死所占检泵比例31%，是该区域内检泵重点关注的类型；经分析造成堵泵的主要类型有两种，其中煤泥堵泵的比例最大，造成此类现象的主要原因是正常生产的中断引起的，由于正常生产中，使井内煤泥被输送至螺杆泵以上未出井口时，突然中断使煤泥沉积至泵腔内堵死，重新启动后负载过大螺杆泵不能正常运行造成检泵作业。

延川南区块2号煤层排采效果主控因素分析摘要：鄂尔多斯盆地东缘是鄂尔多斯盆地煤层气的主要富集带，也是我国最有利的煤层气勘探地区之一，煤层气勘探开发程度相对较高。

延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘，构造上位于晋西挠折带、渭北隆起和伊陕斜坡的交叉部位。

通过对该区块区域构造、成煤环境、煤储层条件研究，对区块2号煤层排采效果主控因素进行了分析，认为沉积环境、煤体结构、煤层解吸压力是区块单井排采效果的主要控制因素。

关键词：延川南煤层气排采主控因素鄂尔多斯盆地一、概况延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，河东煤田南段，以黄河为界分为山西省部分和陕西省两部分。

区块东西宽22.38km，南北长33.18km，面积701.4km2，含煤面积672km2。

区块主要含煤层系为石炭系上统太原组（c3t）和二叠系下统山西组（p1s），煤层埋藏深度多在1500m以内，本文研究的目标煤层山西组2号煤层是区块分布最稳定、单层厚度最大的煤层，是煤层气勘探开发的主要目标煤层。

二、煤层气地质特征分析1.区域构造特征区块整体构造简单，整体为一走向为ne-nne，倾向nw的单斜构造。

断层总体以小断层为主，逆断层多，正断层少。

南部断层不发育，向北断层逐渐变多。

构造活动北部地区强于南部地区。

受区域单斜地层的控制，断裂多呈ne、nne向展布，与区域构造方向一致。

区块中部发育的两条北东向逆断层，规模较大，是工区内最重要的断层，区块东南部也发育一条北东向的正断层。

根据构造特征，延川南区块可进一步划分出3个次级构造单元，分别为谭坪构造带、万宝山构造带、中部断层破碎带。

谭坪构造带煤层埋深600~1000m，万宝山构造带煤层埋深1000~1500m，是煤层气开发的主体构造单元。

2.含煤岩系沉积环境与煤层分布特征以往对鄂尔多斯盆地沉积体系的分析研究普遍认为[1,2]，进入二叠系下统山西组沉积后，鄂尔多斯盆地东缘受北部古陆抬升的影响,海水逐渐向东南退缩,发育了以三角洲平原分流河道、支间沼泽及支间平原亚相为主的沉积体系。

80%<201.697 9 μm ；90%<260.226 5 μm ；95%<311.860 4 μm 。

从十六目筛以下样品的粒径化验结果得出，直径<0.2 mm 的颗粒占比达80%。

1.2 不同日产液量可携带的颗粒粒径计算应用“垂直井筒开采最小携砂速度”计算公式及“不同日产液量下D73mm 油管内液流速度”计算公式进行计算从而确定不同日产液量可携带的颗粒粒径。

日产液量越大，油管内液体可携带的颗粒粒径越大。

且日产液量0.2 m 3时，油管内液体流速可携带粒径小于0.2 mm 的颗粒；日产液量0.16 m 3时，油管内液体流速可携带粒径<0.12 mm 的颗粒；日产液量0.12 m 3时，油管内液体流速可携带粒径<0.07 mm 的颗粒[1]。

2 延川南煤层气田多种举升工艺应用实践与评价2.1 防煤粉泵现场应用及评价2017年初在气田优选9口井应用两种防煤粉泵，截至2021年2月仍有2口井正常生产，免修期近1 460 d 。

第一种长柱塞短泵筒泵应用效果好，达到预期目的，第二种无固定阀泵由于泵筒自身问题使用初期效果就不好，后期全改为普通泵生产，应用效果对比如表1所示。

2.2 隔膜泵无杆举升2019年气田引进隔膜泵，力图解决煤粉卡泵、偏磨、杆断等问题。

在W129平台延6-46-36井和W12平台延3-V1-P1井开展试验，应用效果如表2所示。

两个试验井均因电机烧故障停机，原因：一是液量较少，间断运行，电机不能长时间稳定工作，运行工况差。

二是该泵是电力驱动柱塞泵，但柱塞对煤粉适应性较差，煤粉粘附柱塞导致摩阻过大电机过载。

三是该泵随着下泵深度增加举升液量减0 引言煤层气勘探开发需要实施水力压裂改造煤层以达到较高的采收率，加之煤层易破碎，煤粉颗粒较小等原因，极易在排采过程中发生煤粉随排采水产出现象。

煤粉产出易造成活塞卡泵、固定凡尔、游动凡尔、筛管堵塞等问题，从而导致检泵。

【论文】姚红生，等：延川南深部煤层气高效开发调整对策研究摘要：中国深部煤层气资源丰富，是煤层气下步勘探开发的重要领域，但深部煤层气资源地质条件更加复杂，工程配套难度大，实现高效开发极具挑战性，攻克深部煤层气效益开发的技术瓶颈，对于推动深部煤层气资源高效动用具有重要意义。

以延川南深部煤层气开发调整实践为例，系统分析了早期产建过程中面临的五大难题和挑战：①储层非均质性强，富集高产主控因素不明；②立体资源未能有效动用，储量动用程度低；③开发井网部署模式单一，高应力低渗区单井控制面积小；④深层煤层气储层可改造性差，早期常规水力压裂难以实现长距离有效支撑；⑤传统排采制度达产周期长，经济效益差。

在此基础上，经过反复探索实践，通过“五个转变”形成了深部煤层气高效开发的新理念及关键技术：①产建模式从整体推进向有利区精准圈定转变；②开发层系从单层向合层开发转变；③井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变；④储层改造从常规压裂向有效支撑压裂转变；⑤排采制度从缓慢长期向优快上产转变。

立足于“五个转变”，现场生产实践显示新井产建效益显著提升，直井产量由1 800 m³/d提升至10 000 m³/d，水平井产量由10 000 m³/d提升至20 000~50 000 m³/d，取得了较好的开发效果，延川南煤层气田高效开发调整对策的突破对于深部煤层气效益开发具有重要的示范及带动意义。

关键词：深部煤层气；有效支撑压裂；高效开发；调整对策；延川南延川南深部煤层气高效开发调整对策研究姚红生，肖翠，陈贞龙，郭涛，李鑫（中国石化华东油气分公司，江苏南京 210019）中国深部煤层气资源丰富，根据全国第4轮煤层气资源评价，埋深小于2000 m的煤层气地质资源量为29.82×1012 m3，其中埋深大于1000 m的深部煤层气资源量为18.71×1012 m3，占比63 %，资源潜力大。

煤层气井排采制度及配套工艺技术程伟【摘要】根据延川南煤层气试验区煤层气井排采过程中，因排液速度不合理和排采工艺不完善，造成煤层气排采井生产周期短、产气量低、资料录取不准确的现状，通过试验区45口井排采工作的摸索和试验，探索了“五段制”的工作制度和合理的套压范围，形成了防砂防气锁的斜井泵排采技术、电子压力计地面直读监测技术、捞砂泵捞砂技术，结果表明“五段制”的排采制度保证了延川南试验区煤层气排采井产气量稳步上升，日产气量超过16000 m3，生产周期由224 d延长至353 d。

%During the drainage-production of coalbed methane ( CBM) in southern of Yanchuan ,because of the un-reasonable drainage speed and imperfect techniques for the drainage -production,the drainage wells have many problems such as short production cycle ,low gas production ,and inaccurate information acquisition .Based on the experiences from 45 wells in the test area ,it was carried out studies on the “five sections”work system and a reasonable range of casing pressure .As a result ,the matching technologies were formed ,which include the drainage -production technology by devia-ted well pump with anti -sand and anti -airlock,the ground direct -reading monitoring technology by electronic -ma-nometer ,and the bailing technology by bailing sand pump .The results showed that the “five sections”work system can en-sure the gas production rate of CBM wells rising steadily ,with a daily gas production rate of over 16 000 m3/d.The matc-hing technology can prolong the production cycle from 224 days to 353 days .【期刊名称】《复杂油气藏》【年(卷),期】2014(000)001【总页数】4页(P69-72)【关键词】延川南;煤层气;排采制度;工艺技术【作者】程伟【作者单位】中国石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏扬州 225007【正文语种】中文【中图分类】TE323延川南煤层气试验区位于晋西挠曲带和陕北斜坡的结合部，地层西倾，总体形态为一简单的北西南东向的单斜，断层总体不发育，以小断层为主。